抗硫化返原剂PK900在全地形轮胎胎面胶中的应用

研究抗硫化返原剂PK900在全地形轮胎胎面胶中的应用。结果表明:在全地形轮胎胎面胶中添加抗硫化返原剂PK900,胶料硫化速度变化不大,抗硫化返原性能提高,在过硫条件下硫化胶可保持较好的物理性能;成品轮胎的耐久性能提高,使用寿命延长。     

用化学方法改进稠油开采效果的技术

胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高 ,6 5℃ (地层温度 )下 2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下 6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。在室内实验中 ,体积比 7∶3的原油与含SB 2 1.4× 10 4～ 3.0× 10 4mg/L ,矿化度 1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液 ,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度 <1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量 2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在 6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～ 2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度 70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % ,该井生产稳定     

启动压力梯度的不稳定快速测量

试验表明,低渗透油藏存在启动压力梯度。以往采用稳态渗流法测量岩心的启动压力梯度,但效果不好。针对低渗透岩心稳定时间长,流量精确测量困难的问题,设计了一种用非稳态渗流测压方式求解岩心的启动压力梯度的方法。设计实验方法为:初始时刻,将岩心在高压下饱和原油,在一端封闭,并装入测压计,待系统压力平衡且稳定后,将岩心另一端放空至某一压力值,连续测量封闭端压力变化,直至系统达到稳定状态。理论方面,考虑启动压力梯度和动边界的影响,建立低渗透岩心中液体的不稳定渗流方程,并用数值有限差分的方法求解,得到岩心封闭端的不稳定无量纲压力曲线。在双对数坐标图上,用实测压力数据和理论无量纲压力曲线拟合,求出低渗透岩心的启动压力梯度。此方法的优点是实验简单,实验条件易于控制,实验时间短。     

满深1井碳酸盐岩地层自愈合水泥浆固井技术

满深1井三开钻遇破碎性碳酸盐岩地层,井壁掉块严重,井径不规则,且目的层油气显示活跃,三开尾管固井时顶替效率低,压稳和防漏矛盾突出。为确保该井三开固井施工安全顺利,并保障固井质量,通过选用自愈合剂BCY-200S和与其配伍性好的水泥添加剂,形成了自愈合水泥浆,并针对下套管和固井时容易发生漏失的问题,在根据前期施工情况准确判断漏层位置的基础上,采用了正注反挤固井工艺。满深1井三开碳酸盐岩地层采用自愈合水泥浆和正注反挤固井工艺后,固井作业安全顺利,既封固了产层,后期作业中也未出现环空气窜现象。研究和实践表明,自愈合水泥石遇油气可自动修复微裂缝,达到封固产层的目的,可解决塔里木油田高压天然气井环空带压及层间窜流的问题。      

中国页岩油气水平井水基钻井液技术现状及发展趋势

针对环保法规的日益严格和钻井液的低成本化要求,国内在页岩油气高性能水基钻井液代替油基钻井液方面开展了大量工作,取得了较大进展和突破.本文综述了国内近年来在页岩油气水平井高性能水基钻井液领域的技术现状,主要包括聚合醇钻井液、胺基高性能水基钻井液、硅酸盐钻井液、铝胺基钻井液、疏水抑制水基钻井液、基于纳米材料的钻井液、CAP...     

胜利油田低渗透油藏压裂关键技术研究及应用

针对低渗透油藏天然裂缝发育、整体物性变差、改造难度大的矛盾,在目前压裂配套工艺的基础上,结合不同储层具体的改造难点,如产能建设新区主要为如何通过优化压裂参数提高弹性开采期的问题,老区为如何有效控制缝高、降低含水的问题,开展了压裂关键技术的研究及应用。针对不同低渗区块增产要求进行压裂裂缝参数的优化和工艺技术的优选,确定区块改造的最佳工艺,结合水平井压裂改造难点优化工艺,进一步提高低渗油藏的改造动用效果。在胜利油区史127、盐22等产能新区、史深100老区、华东分公司腰英台油田进行了关键技术的优化应用,改造效果显著。新老区单井压裂平均增油量达到1000t以上,较2009提高1.56倍,有效的提高了增产效果。     

支撑裂缝导流能力实验研究

基质渗透率低是低渗透储层最主要的特征,对这类储层的开发,基本都要进行压裂改造.通过实验的方法对影响水力裂缝导流能力和酸蚀导流能力的因素进行了研究.对于同种类型支撑剂,20 ～ 40目的导流能力比40～60目的要大60％以上.支撑剂粒径均为20～40目,在实验压力为69 MPa时,高支撑剂强度(69 MPa)的粒径破碎率比低支撑剂强度(52 MPa)的粒径破碎率低4.3％.在支撑剂中掺入不同质量浓度的纤维之后,纤维的质量浓度为5％时,与其他3种质量浓度(10％、15％和20％)相比导流能力的损失率小20％以上;在不同粒径组合形成的充填层中,掺入纤维后,要获得较大的导流能力,要求大粒径所占的比例大于66.67％.     

新型分层注水分层测试管柱研究及应用

提出了一种新型的用于大斜度定向井的一级两段分层注水分层测试工艺技术,介绍了其工艺管柱的结构组成、工作原理及所研制的主要工具测试工作岗、空心配水器、水嘴芯子、Y241可洗井封隔器的结构组成。该技术注水调配、测试工艺简单,并可使封隔器有效期延长。该管柱解决了封隔器不居中问题、管柱锚定问题,水嘴调配方便,测试工艺简单,性能可靠。     

桩西地区炮眼封堵技术

胜利桩西地区大部分采油井合采二层以上油层。为了封堵采油井高渗透层和高含水层。研制了含有可在50～90℃下11h内固化的酚醛树脂和混合无机颗粒物的水分散液炮眼封堵剂。水分散液中的固体颗粒物在炮眼中堆积并被压实、固化，将炮眼封堵。封堵剂的最佳组成为(质量分数)：煤渣0．32，粉煤灰0．17，钙土0．21，珍珠岩0．12。酚醛树脂0．18。用5g／L HPAM水溶液配制成水分散液。为了减少封堵剂用量，还研制了一种钙土／水泥预堵剂。给出了封堵剂用量和施工终结压力控制值计算公式。1995～2000年间在胜利和其他油田使用该技术共封堵51口井的炮眼，平均单井使用预堵剂2．16t，封堵剂0．63t，工艺成功率98．0％。介绍了2个井例。套管变形的桩15井直接封堵高含水井段炮眼。使用预堵剂3．0t。封堵剂0．8t；薄隔层(2．4m)桩52-32井高含水井段和生产井段炮眼全部封堵．使用封堵剂0．5t．两并重射孔后含水率下降．产油t增加．图4表1参3．     

PBS菌的趋化性与提高原油采收率机理

实验验证了PBS菌的趋化性,在物理模型上考察了PBS菌的驱油机理和效果.PBS菌为假单胞杆菌属,兼性厌氧,可利用原油为碳源生长,代谢产物主要为化学结构已确认的一种鼠李糖脂,以及少量脂肪酸、有机醇、气体等.菌液中PBS菌数105～106个/mL,培养温度51℃,实验原油51℃下粘度35.2 mPa·s,驱替水矿化度3.7 g/L.在显微镜载玻片上培养0.5天后,距油水界面10 μm以内的水相(菌液+营养液)中菌数达108个/mL,2天后更达109个/mL,而在10 μm以外的水相中仅为103个/mL.在玻璃盒内培养0.5天后,靠近油水界面处水相中菌数为109个/mL,pH值4.4,鼠李糖脂浓度2.87 g/dL,距油水界面10、20、30 mm处水相中,菌数分别为107、106、105～104个/mL,形成细菌浓度分布梯度.以上实验结果用细菌的趋化性解释.在仿真网络模型上,水驱油后注入1 PV菌液+营养液,51℃培养10天后再水驱,观察并记录了以下驱油机理①乳化-携带,启动剩余油;②剥离油膜或油团;③堵塞大孔道,液流转向.在渗透率1 μm2的板状填砂模型上水驱油采收率为48%,注入1 PV菌液+营养液,在51℃培养10天后再水驱,提高采收率13.6%.图12参6.